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储能与电力市场获悉，近日，河南省发展和改革委员会关于印发《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》的通知发布。
若干措施表示，2030年力争装机规模达到23GW，其中用户侧储能装机达到8GW，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，多元储能体系初步建成。
独立储能电站用电电价、上网电价按照河南省现货市场价格及规则结算。向电网送电时，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
完善新型储能参与电力中长期及电力现货市场机制，建立健全新型储能参与电力辅助服务市场的机制，支持独立储能等获得调频、黑启动、爬坡、备用等收益。
健全完善新型储能等调节资源容量电价机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
加快推动新能源配建储能转独立储能，提高储能电站利用率。未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按照独立储能模式开展建设。
鼓励源网荷储一体化项目配置长时储能，利用建设的储能容量，从大电网下电，参与公用电网削峰填谷。
加快推进独立储能项目建设，项目应于取得接入系统批复意见书6个月内开工，15个月内建成投运。同一投资主体存在三个及以上项目逾期未开工的，将纳入信用记录。
鼓励企业以租赁形式使用电解液，降低全钒液流储能初始投入成本，提升全钒液流储能竞争力。
在豫建成新型储能领域国家级产业技术工程化中心、技术创新中心、实验室、重点实验室、实证基地的，按照每亿元投资给予50MW新能源资源配置激励。
独立储能电站用电电价、上网电价按照河南省现货市场价格及规则结算。当独立储能电站向电网送电时，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或相应充电电量不收取输配电价、政府性基金及附加。
完善新型储能参与电力中长期及电力现货市场机制，建立健全新型储能参与电力辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商获得调频、黑启动、爬坡、备用等收益。
健全完善新型储能等调节资源容量电价机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
加快推动新能源配建储能转独立储能，提高储能电站利用率。未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按照独立储能模式开展建设。
支持未申请过财政奖励资金且已投运的新能源配建能项目，具备条件时加快转为独立储能电站，提高设备利用率。电网企业按照“能转尽转”原则，简化流程，加快办理相关手续，转独立前已取得的手续仍然有效。
鼓励新能源企业自愿租赁储能设施，严格落实储能项目全省范围租赁要求，确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制。
鼓励符合条件的化工、钢铁、制造、数据(算力)中心、冶金行业等源网荷储一体化项目发展，配置长时储能。鼓励源网荷储一体化项目利用建设的储能容量，从大电网下电，参与公用电网削峰填谷。
研究制定构网型储能、离网型储能、全钒液流电池等新型储能技术标准。推动煤电机组与电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、热储能等新型储能项目联合运行，提升调节能力。
加快推进独立储能项目建设，项目应于取得接入系统批复意见书6个月内开工，15个月内建成投运。
通知表示，同一投资主体存在三个及以上项目逾期未开工的，将纳入信用记录。同一地市存在50%以上纳规容量项目逾期未开工的，将从严控制储能项目规划指标。
支持高安全低成本固态电池、大容量高安全锂离子电池、高能量密度高功率钠离子电池等电池技术，新型储能集群协同控制、分布式储能聚合控制、构网型储能等涉网控制技术攻关。
支持企业建设构网型储能，提高系统效率，促进新能源与新型储能集成发展。对能量密度大于180瓦时/千克、循环次数大于10000次、系统循环效率大于89%的锂电池储能项目；充放电深度100%、循环次数大于20000次、时长大于4小时的全钒液流储能项目，在项目纳规、审批、并网、中央预算内资金等方面给予优先支持。
鼓励企业以租赁形式使用电解液，降低全钒液流储能初始投入成本，提升全钒液流储能竞争力。
在豫建成新型储能领域国家级产业技术工程化中心、技术创新中心、实验室、重点实验室、实证基地的，按照每亿元投资给予5万千瓦新能源资源配置激励；获得国家重大科技项目、国家示范项目、能源领域首台(套)重大技术装备项目的，按照每亿元投资给予2万千瓦新能源资源配置激励。
